Технико-экономическое обоснование (по укрупненным показателям) выбора напряжения внешнего электроснабжения

Основными целями технико-экономических обоснований разрабатываемых проектов системы электроснабжения являются [16]:

1. Обоснование долгосрочных капиталовложений и последующих эксплуатационных расходов в разрабатываемые СЭС путем сравнения вариантов по принятым критериям эффективности.

2. Обоснование технических и функциональных возможностей СЭС, соответствующих обоснованным требованиям потребителей электроэнергии (необходимая пропускная способность элементов, обеспечение надежности электроснабжения, качества электроэнергии и т.д.). При этом проводится выбор и обоснование электрооборудования для выполнения необходимых функций и требований, а также оценка состояния СЭС в нормальных и послеаварийных режимах.

3. Опенка качественных показателей и народнохозяйственного значения принятого решения.

При выполнении данного курсового проекта электроснабжение предприятия требуется рассмотреть по двум вариантам. По первому варианту электроснабжение предполагается осуществлять по кабельной (воздушной) линии среднего напряжения (6, 10, 35 кВ). На рисунке 3.4.1 приведена принципиальная схема электроснабжения проектируемого предприятия, осуществляемая кабельной линией электропередач от районной подстанции.

В качестве альтернативного варианта электроснабжение предприятия предполагается осуществлять по воздушной линии высокого напряжения (110, 220 кВ). На рисунке 3.4.2 приведена принципиальная схема электроснабжения проектируемого предприятия, осуществляемая воздушной линией электропередач от шин высокого напряжения районной подстанции.

В качестве пунктов приема электроэнергии на предприятии по первому варианту электроснабжения предлагается – ГРП (рис.3.4.1), по второму – ГПП (рис. 3.4.2).

ГРП

КЛ

КЛ

КЛ

ИП

Рисунок 3.4.1 – Схема внешнего электроснабжения предприятия

ИП – источник питания (шины среднего напряжения районной подстанции); КЛ – кабельная линия электропередач; ГРП – главный распределительный пункт

Рисунок 3.4.2 – Схема внешнего электроснабжения предприятия

ИП – источник питания (шины высокого напряжения районной подстанции); ВЛ – воздушная линия электропередач; Т – силовой трансформатор; ГПП – главная понизительная подстанция

При решении различных технических задач в основу оценки сравниваемых вариантов положена экономическая эффективность. Критерием эффективности (оптимальности) при выборе вариантов СЭС является минимум годовых приведенных затрат, которые в общем виде при единовременных капиталовложениях определяются по формуле:

(3.4.1)

где – нормативный коэффициент эффективности и капитальных вложений (ставка рефинансирования), относит, ед.; – капитальные вложения в объект, включая стоимость проектирования, оборудования и строительно-монтажных работ, руб.; – годовые эксплуатационные расходы, руб.

Нормативный коэффициент эффективности характеризует, какая часть капитальных вложений в новую технику должна окупаться в течение года. Величина принимается не ниже безрисковой ставки по альтернативному вложению капитала. В условиях нормального функционирования экономики:

Капитальные вложения на сооружение проектируемой СЭС определяются исходя из затрат на сооружение линии электропередач ( ) и электрооборудования ( ):

(3.4.2)

Сметная стоимость строительства объекта на дату начала разработки сметной документации определяется на основании нормативов расхода ресурсов в натуральном выражении и цен на ресурсы на дату начала разработки сметной документации согласно мониторингу и (или) укрупненных нормативов стоимости единицы площади (объема, мощности) объекта, стоимости объектов-аналогов [17, 18]. Порядок определения стоимости строительства объекта по укрупненным нормативам стоимости единицы площади (объема, мощности) объекта и стоимости объектов-аналогов устанавливает Министерство архитектуры и строительства Республики Беларусь [19].

Результаты оценки капитальных вложений предложенных проектных решений должны быть представлены в виде таблицы 3.4.1 Стоимость оборудования, линий электропередач приведены в ценах 2014 г.

Таблица 3.4.1 – Пример оформления оценки капитальных
вложений при проектировании СЭС расчетного предприятия

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Вариант 1	Вариант 2
Ед. изм/кол-во	стоимость, тыс. руб.	Ед. изм/кол-во	стоимость, тыс. руб.
Кабель АПвП 10 кВ 3Х120/16		км		км	—
2х0,7	—
Ячейка КРУ 3КВЭ-10РН с выключателем ВВ/TEL	37449,15	шт.		шт.	—
	—
ВЛ 35 кВ со свободно стоящими железобетонными опорами		км	—	км
—	2х0,7
ГПП с трансформатором ТМН-6300/35		шт.	—	шт.
—
Итого:

Годовые эксплуатационные расходы определяются по выражению:

(3.4.3)

где – издержки связанные с потерями на электроэнергию в элементах системы электроснабжения; – издержки на амортизацию линий и оборудования; – затраты на текущий ремонт и обслуживание (издержки на эксплуатацию).

Годовые отчисления на амортизацию, предназначенные для возмещения изнашиваемых в ходе эксплуатации основных фондов предприятия, определяются по следующему выражению:

(3.4.4)

где и – нормы отчисления на амортизацию для линии и оборудования, относит. ед.

В 1994 году изданы утвержденные Советом Министров «Единые нормы амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов в Республике Беларусь», по которым следует принимать численные значения и .

В таблице приложения П6 указан ряд норм амортизационных отчислений основных фондов, необходимые при выполнении данного курсового проекта.

Расходы на текущий ремонт и обслуживание включают заработную плату персоналу, общецеховые и другие расходы, необходимые для проведения текущих ремонтов. При сравнении вариантов обычно учитываются только затраты на текущий ремонт, так как зарплата, общецеховые и другие расходы одинаковы. Эти затраты определяются по выражению:

(3.4.5)

где и – нормативные отчисления на текущий ремонт для линий электропередачи и электрооборудования, принимается для кабельной линии– 2,3%; для комплектного распределительного устройства – 3 %; для воздушной линии – 0,4 %; для ГПП – 2 %.

Таблица 3.4.2 – Пример оформления результатов расчёта отчислений на амортизацию и текущий ремонт проектируемых объектов

Оборудование	Стоимость, тыс. руб.	Амортизация	Текущий ремонт
, %	ст-ть, тыс. руб.	, %	ст-ть, тыс. руб.
Кабельная линия 10 кВ	216820,8		8672,83	2,3	4986,87
КРУ – 10 кВ		4,4	8238,82		5617,38
ВЛ 35 кВ			699,44	0,4	139,8
ГПП 35/6,3 с трансформатором ТМН-6300/35		4,4	67270,7		30577,6
Итого 1 вар-т	404066,8	—	16911,6	—	10604,2
Итого 2 вар-т		—	67970,1	—	30717,4

Определение издержек связанных с потерями электроэнергии определяется по формуле:

(3.4.6)

где – тарифы на электрическую энергию промышленных и приравненных к ним потребителей, руб/кВт; – потери электроэнергии в распределительных сетях, кВт×ч.

Тарифы на электрическую энергию для юридических лиц принимаются по данным республиканского унитарного предприятия электроэнергетики ГПО «Белэнерго». Потребители производят оплату электрической энергии по тарифам, проиндексированным согласно порядку, изложенному в постановлении Минэкономики от 28 февраля 2011 г. №24. Энергоснабжающие организации оформляют платежные документы по оплате за энергию по тарифам Декларации, проиндексированным на изменение курса денежной единицы Республики Беларусь по отношению к доллару США на день оформления платежного документа и день оплаты, согласно формуле:

, (3.4.7)

где , – тариф на электроэнергию, проиндексированный на изменение курса белорусского рубля к доллару США на день оформления платежного документа и день оплаты и установленный декларацией соответственно; , – значение курса белорусского рубля по отношению к доллару США на день оформления платежного документа и день оплаты и при установлении тарифов на электроэнергию соответственно.

На 1 января 2015 года базовый курс белорусского рубля к доллару США составил =11800 руб. при стоимости за электроэнергию для промышленные и приравненные к ним потребителям с присоединенной мощностью 750 кВА и выше =1 237,2 руб./кВт∙ч, тогда с учетом налога на добавленную стоимость 20 % и курса белорусского рубля на 04.02.2015 =15 420 руб., тариф на электроэнергию составит:

руб./кВт∙ч.

Потери электрической энергии в трансформаторе определяются по выражению:

(3.4.8)

где – количество трансформаторов, шт.; – потери холостого хода трансформатора, кВт; – потери короткого замыкания трансформатора, кВт; – номинальная мощность трансформатора, кВ×А; – расчетная мощность нагрузки, передаваемая через трансформатор, кВ×А; – продолжительность включения трансформатора в году, ч; – время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь – это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии в линии будут такими же, что и при нагрузке, изменяющейся по действительному графику и определяется по выражению:

(3.4.9)

где – время использования максимальной нагрузки, ч.

Время использования максимальной нагрузки для конкретного предприятия принимается в зависимости от отрасли промышленности, к которой принадлежит (таблица приложения П8).

При оценке стоимости потерь электроэнергии по первому варианту электроснабжения (рис.3.4.1) в качестве расчетных потерь электроэнергии в питающих трансформаторах (трансформаторах районной подстанции) принимается величина, равная разности нагрузочных потерь электроэнергии, возникающих до и после подключения всей нагрузки проектируемого предприятия.

Потери мощности линиях электропередач определяются по выражению:

(3.4.10)

где – расчетный ток линии, А; – сопротивление линии электропередач, Ом; – удельное (погонное) активное сопротивление проводника, Ом/км; – длина линии, км.

Потери электроэнергии в линии электропередач определяются по выражению:

(3.4.11)

Когда сравниваемые варианты по приведенным затратам различаются не более чем на 5 – 10 %, они считаются практически равноценными и предпочтение следует отдать варианту, имеющему лучшие технические и эксплуатационные показатели.

Упрощенным, ориентировочным выбором рационального номинального напряжения электрической сети ( ) является выбор его по эмпирическим формулам:

а) Формула Стилла:

(3.4.12)

где – длина линии, км; – активная мощность, кВт;

Область применения формулы (32) определяется условиями ≤ 250 км, ≤ 60 МВт.

б) Формула Залесского А.М.

(3.4.13)

Область применения формулы (33) определяется условиями ≤ 1000 км, > 60 МВт.

в) Формула Илларионова

(3.4.14)

Формула (3.4.11) используется для напряжения 35 – 1150 кВ и принципиально правильно отражает необходимость все более высоких номинальных напряжений с увеличением протяженности линии, особенно при > 1000 МВт.

г) Эмпирическая формула зависимости напряжения от передаваемой мощности и протяженности линии:

(3.4.15)

По результатам расчетов по формулам (3.4.11)-(3.4.14) из ряда стандартных напряжений выбирается ближайшее. Основополагающим, по которому выбирается окончательно вариант, является минимум приведенных затрат.

Выбор места РП в первую очередь определяется наличием на предприятии электродвигателей напряжением выше 1 кВ или электрических печей с трансформаторами. Если высоковольтных электроприемников не имеется, то место расположения РП выбирается на генплане предприятия по возможности смещенным от ЦЭН в сторону ИП на границу балансовой ответственности так, чтобы не было обратных потоков электроэнергии по линиям 6 – 10 кВ. Размещение РП в центре нагрузки предприятия нельзя отнести к правильному проектному решению, так как это приводит к увеличению расхода кабелей и потерь электроэнергии в электрических сетях. Отметим, что трассы кабельных линий прокладываются не по кратчайшим расстояниям, а по направлениям проездов и проходов между зданиями и сооружениями.

В отличие от РП ГПП и ПГВ стремятся размещать по возможности ближе к центрам электрических нагрузок питаемых ими промышленных объектов с учетом условий планировки, прохождения воздушных линий напряжением 35 – 220 кВ по территории предприятия, состояния окружающей среды и т.п. Конкретные условия промышленного объекта не всегда позволяют разместить ГПП в центре его нагрузок. В таких случаях подстанция может быть смещена от ЦЭН в сторону ИП. Необходимо стремиться размещать ГПП и ПГВ напряжением 35 – 220 кВ рядом с питаемыми ими производственными корпусами, а их РУ 6 – 10 кВ рекомендуется встраивать в эти корпуса.

В незагрязненных зонах на напряжении 110 кВ и выше, как правило, должны применяться открытые подстанции. Целесообразность использования закрытых ГПП и ПГВ должна быть обоснована в проекте [1].

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒